西部油田油水井防腐防垢技术研究与应用
科 科ｌ技ｌ论Ｉ坛
西部油田油水井防腐防垢技术研究与应用
陈文海 韩建军 周保卫 胡道勇
（Ｉ、吐哈油田公司吐鲁番采油厂，新疆吐鲁番８３８０００ ２、新疆吐哈油田温米采油厂，新疆吐鲁番８３８０００
３、新疆吐哈油田鄯善采油厂，新疆鄯善８３８２００ ４、大庆油公司采油四厂，黑龙江大庆１６３０００）
摘要：西部油田具有井深（油藏埋深２５００米）、产出液温度高（４０～６ｏ￣ｃ）、矿化度高（４～ｌｌｘｌＯ４ｍｇ／１）等特点。经过十几年的开发，油田已逐渐进
入中高含水期（７１．３％），油水井腐蚀结垢现象日趋严重，开展油水井防腐防垢工作已迫在眉睫。通过对西部油田油水井腐蚀结垢现状进行调查，开展
系列固体缓蚀阻垢技术、牺牲阳极阴极保护技术等防腐防垢技术的研究与现场应用，解决部分油水井腐蚀结垢严重等问题，延长了检泵周期以及杆 管柱的使用寿命。
关键词：腐蚀；结垢；固体缓蚀阻垢技术；牺牲阳极阴极保护技术
１腐蚀结垢现状分析 表ｌ ＧＦＧ系列固体缓蚀阻垢剂性能参数表
通过对西部油田各区块历年腐蚀结垢情况进 行统计表明，大部分高含水井都存在腐蚀结垢现
象，腐蚀严重部位主要是油管丝扣、抽油杆丝扣和
接箍，主要集中在葡北、神泉区块；结垢一般发生
在油管内外壁、筛管、气锚、抽油泵及抽油杆等部 位，主要集中在红连、神泉、火焰山区块。
从历年腐蚀速率测试结果来看，腐蚀速率从 ２００４年的０．２５６ｍｍ／ａ已增加到２００８年的
￣３４２ｍｒＮａ，各区块腐蚀严重。
２腐蚀结垢原因分析 ２．１油水井腐蚀原因分析。
（１）氯离子的影响。室内研究表明：油井产出 水氯离子含量为４０４，－，１００００ｍｇｔｌ时，能在金属表
面发生优先吸附，再加上它的强穿透性，使腐蚀加
剧。见图１。西部油田油井产出水氯离子含量在
５０００ｍｇ／１左右，是氯离子较为活跃的腐蚀含量。 （２）ｐＨ值的影响。油田产出水含ＣＯ：，多数油井产
出水ｐＨ值为６￣７之间，存在酸性腐蚀。见图２。（３） 硫化氢的影响。采出水中含硫化物，存在硫化氢腐
蚀，Ｓ啪存在将强烈促进腐蚀作用，导致钢材的局
部腐蚀。实验结果表明，水中的硫化氢即便是在含 量很少的情况下，对金属的腐蚀作用也十分显著。
（４）硫酸盐还原菌腐蚀。垢样分析中存在Ｆｅｓ垢， 证实存在硫酸盐还原菌细菌腐蚀。（５）影响注水井
腐蚀的因素。引起注水井腐蚀的原因主要有：清水
溶解氧超标、污水ＳＲＢ、ＴＧＢ含量超标、有机杂质 含量超标。红连、葡北油田清水含氧量的严重超标
提供了腐蚀的条件。 ２２油水井结垢原因分析。（１）西部油田采出
水中富含ＨＣ０３、Ｃａ哪ＳＯ 等成垢离子，提供了
成垢的基本化学条件。（２）在油井生产过程中，流 体从高压地层流向压力较低的井简时，ＣＯ 分压降
低，ＣａＣＯ，溶解度下降，析出沉淀，在井筒内产生 结垢。（３）在油井生产过程中，流动状态变化也会
导致油井结垢。现场调查发现，结垢段主要集中在
气锚，抽油泵、６ 抽油杆上。 ３防腐防垢技术对策实施
３．１固体缓蚀阻垢技术。固体缓蚀阻垢技术是 将固体缓蚀阻垢剂填装在悬挂于油井尾管底部的
上下释放器之间的油管内，通过释放器进行缓慢
释放固体缓蚀阻垢剂起到防腐防垢的技术。见表
１、表２、图３。 ３．２牺牲阳极阴极保护技术。牺牲阳极阴极保
护技术是通过在油井泵座以上腐蚀结垢严重的部 牺牲阳极阴极保护器
内铝合金材料充当油井内电化学腐蚀中的原电池
的阳极，油管和抽油杆作为阴极免于腐蚀，得到保 护。见图４。 表２释放器性能参数表
规格 ７３ｍ（平）Ｘ ５００ｒａｍ孔径 １０ｒａｍ
布孔方式 螺旋布孔 孔密３０孔／根
目 斛 捌 蜀 艘
０ ２０Ｏ０ ４Ｏ００ ６０Ｏ０ ８Ｏ００ 一 口二
深井荼
生产筛管
释放器
蠖蚀阻垢剂装虢管
释放器
丝墙
图３典型固体缓蚀阻垢荆施工工艺示意图
神２７４井是神泉油田实施的第 一
一口化学防腐防垢井，前期已对该井 垢型做了分析评价，选择适应性较强
的ＣＦＤ一１Ｉ缓蚀阻垢剂。该井２００９ 年５月１９日挤封 １４Ｌ时起出检查泵
座与杆式泵在第一根尾管内卡死，无 井号 作业日期作业内容 防腐措施 措旖后生产状况备注
法卸开，第二根尾管及气锚、气锚以下两根尾管结
垢严重，最后一根尾管内有大量结垢。 施工步骤：ａ从下至上连接管柱。连接方式
为：７３ｍｍ（平）导锥＋下释放器＋７３ｒａｍ（平）油管Ｘ ３根＋上释放器＋７３ｍｍ（平）油管×２根＋偏心气锚＋
７３ｒａｍ（平）油管也根＋泵座。ｂ．从下第一根７３ｍｍ
（平）油管开始，填装固体缓蚀阻垢剂。ｃ．重复以上 步骤，共下３根油管。ｄ．投完后，连接上释放器，将 上释放器与７３ｍｍ（平）油管相连。ｅ．正常下人生产
管柱。
５结论与认识 ５．１西部油田油井进入高含水期，腐蚀结垢问
题加剧。今年新发现结垢严重区域四个：大２块、
红南２块，红南９块、七泉湖区块，防腐防垢工作 急需加强。
５．２防腐防垢技术应用处于起（下转１３页）
一
１２— 科Ｉ技｝论ｌ坛 抽油杆断裂原因分析及对策 一科
高振国－张国红 胡茂军 周敏杰 宋宝玉
（１、大庆油田有限责任公司第四采油厂第一油矿，黑龙江大庆１６３０００ ２、大庆油公司采油四厂，黑龙江大庆１６３０００
３、大庆油公司采油六厂。黑龙江大庆１６３０００ ４、大庆油公司采油五厂，黑龙江大庆１６３０００）
摘要：随着采出程度的提高，油田在开发过程中不断地出现一些新的矛盾和技术难题，诸如抽油杆组合不合理、最大拉应力破坏、偏磨造成抽
油杆损坏等使抽油杆断裂；由于油田采出程度较高，含水上升快，腐蚀、结蜡造成的影响、供液不足造成的影响等使抽油杆断裂；这日益成为影响油
井正常生产的难题；针对这些矛盾和技术难题，通过深化对管杆分析认识，２００７年开展了一系列油杆组合调整、老井措施挖潜和采油新工艺实施，取 得了良好开发效果和经济效益。
关键词：抽油杆；断裂；原因；对策
１基本情况
全年全区共计修井６２７井次，其中抽油杆 断裂１７２井次，占修井总数的３０．２９％（２００７年
同期抽油杆断裂占修井总数的４２．２％，同期小
修２５４井次，发生抽油机断裂１３Ｏ井次）。 抽油杆断裂主要发生在抽油杆柱上部，抽
油杆柱中部、下部断裂次之，光杆、拉杆断裂较
少。
抽油杆故障井杆柱组合统计：
一级组合：中１９ｍｍｘｌ００％，全区发生９井 次抽油杆断裂；二级组合：主要以￣１６ｍｍ￣４２％
＋中１９ｍｍ ｘ５８％和 １６ｒａｍ ｘ５７％＋ １９ｒａｍ ｘ４３％
为主：三级组合：主要以ｄＰｌ６ｍｍｘ４２％＋ 中１９ｍｍ×３５％＋中２２ｍｍ（或￣Ｐ２２ｍｍ玻璃钢）ｘ２２％ 为主。
２抽油杆断裂井的特点
２．１ ｑｂ６０．３ｒａｍ油管：断裂井主要分布在杏
Ｏ１、Ｏ２、ｏ３井区，占全区断裂井次的５９．３％，这 此井主要是２００１年产建，采用外径
中１１４．３ｍｉｎｘ内径中ｌＯ１．６ｍｍ的小套管。外径 中６ｏ．３ｍｍｘ内径 ５Ｏ．３ｍｍ的油管，油套环空为
２０．６５ｍｍ。比通常的油套环空小１０ｍｍ。
２．２油杆组合以二级组合为主：抽油杆断裂 井主要以二级组合为主，采用 １６ｍｍｘ４２％＋
中１９ｍｍＸ５８％和￣１６ｒｎｍｘ５７％＋ｑｂ１９ｍｍｘ４３％。二
级组合占总断裂井次的５８．１％。 ２．３泵挂较深：发生抽油杆断裂井的泵挂较
深，平均为１４２８ｍ。在全区断裂井中泵挂大于 １４００ｍ的井有ｌ１９口，占全区断裂井的６９．１％。
３抽油杆断裂原因分析
抽油杆在井筒中的工作环境是复杂，但影 响抽油杆正常工作的主要因素有油杆组合；最
大拉应力的破坏；疲劳破坏：腐蚀、磨损等，抽油 杆损坏通常是由于两种或多种因素并存造成
了。结合统计资料和现场实际，分析认为抽油杆 断裂主要有以下几个方面的原因：
３．１抽油杆组合不合理。从抽油杆的组合情
况看，根据ＡＰＩ的抽油杆设计标准，泵挂超过
１２５０ｍ的时候，就应该考虑采用 １６ｍｍ￣３３％＋ 中１９ｍｍｘ３３％＋￣２２ｍｍｘ３４％组合，而目前的平
均泵挂已经达到了１４１０ｍ，但仍有２０９口油井 采用了二级杆柱组合，其断裂井次占全部断裂 井次的４２．４４％。
３．２最大拉应力破坏。光杆和油杆上部断裂
占全部断裂井次的５６．９７％。以发生油杆断裂较
为频繁的塞巧８井区为例，按２００７年１２月份 此区块油井参数、抽油杆为二级组合和生产数
据在不考虑结蜡及井斜的情况下计算抽油杆应
力。Ｐ．，￣－４１．３ＫＮ；Ｅ￣＝２５．５ＫＮ。上部抽油杆应力： ８ ＝１４５．８３Ｍｌｅａ＞１３０ＭＰａ；８ ＝８３．９３ＭＰａ＜
１３０ＭＰａ。 很显然最大拉应力已超出Ｄ．级杆最大许
用应力１３０ＭＰａ，抽油杆上部是不安全的。
３．３偏磨造成抽油杆损坏。井眼轨迹表现出 不同程度的方向变化，抽油杆在井眼内运动时
受力比较复杂，在受到拉应力的同时还要受到 不断变化的弯曲应力，同时也容易在造斜点和
最大倾角处和油管发生偏磨，最终造成抽油杆
或接箍处发生断裂。由于受压应力的作用，玻璃 钢抽油杆与油管管壁接触的机率增加，未采取
扶正防磨措施，导致玻璃钢偏磨而发生断裂。
３．４供液不足造成的影响。从抽油杆断裂油 井看，主要分布在低产区块，这些井长期供液不
足，而整个抽油系统在不断的运动过程中被“液 击”，同时发生干磨，在井筒内出现段塞流。液体
对抽油杆的润滑作用减弱直至消失，缩短了抽
油杆的使用寿命。 ３．５腐蚀、结蜡造成的影响。由于高含水油
井中腐蚀性物质的影响，使抽油杆材质受到腐 蚀，缩短了使用寿命。当抽油杆受到碰撞、敲击、
弯曲后，防腐表层易被刮掉，而露出里面的基体
金属。抽油杆上外露的基体金属在腐蚀性环境
中形成点蚀，点蚀部位容易产生应力集中，导致
疲劳破坏。
而在易结蜡油井中，析出的蜡质成分附着 在抽油杆上，增加了抽油杆的载荷，在运动过程
中由于增载因素的影响，抽油杆的拉应力变化 增加，抽油杆所受的拉应力增大，使抽油杆在外 力的影响下发生断裂。
３．６部分抽油杆使用年限长 抽油杆的安全使用期折合２～５．３年，２００７
年断裂井中有３２％的井已生产５年以上，所以
认为这部井发生断裂的主要原因是抽油杆超过 了使用年限，即油杆老化。
４抽油杆断裂井的治理办法 ４．１对油杆进行优化组合，将油杆～级组
合、二级组合更换成三级组合：ｑｂ１６ｍｍｘ３３％＋
中１９ｍｍｘ３３％＋￣２２ｍｍｘ３４％组合。
４．２对泵挂较深的井进行地面参数优化，采 用长冲程，慢冲次的地面参数。
４．３对出现偏磨的井段采用带扶正器的铸
塑杆，严重时安装滚轮扶正器，防止偏磨。 ４．４对长期表现为供液不足的井进行安装
超低冲次装置，以减少“液击”造成的抽油杆损
坏。
４．５对老井及时进行清防蜡，以免引起负荷
增加造成抽油杆损坏。 ４．６尽可能的更换生产年限长的抽油杆。
５保障措施
５．１新井投产时，技术监督人员到位，监督 抽油杆执行情况。
５．２及时调整油井工作制度，工作制度合
理。
参考文献 …王鸿勋，张琪．采油工艺原理【Ｍ】．北京：石油工
业出版社．
责任编辑：王宇
（上接１２页）步阶段，有效期及经济性满足不了 需要，固体缓蚀阻垢剂费用支出大，每口井平均费 用４万，固体缓蚀阻垢剂井下释放速度难以控制。
油井修井作业洗井技术研究与应用
油井修井作业洗井技术研究与应用
摘要：我国油田采用注水井注水的方式进行开采，目的是有效补充地下的地层能量，提高油田的开采率。但是随着注水井开采年限增加，井内注水量的不断增加，并且一定程度上存在水质问题，这就使得油田注水井管道以及油气输送管道逐渐出现了十分严重腐蚀和结垢问题。而在管道除锈防垢方面，传统的防锈除垢技术存在着经济效益较为低下、环保程度不够、除锈除垢的范围十分有限等诸多问题，根本无法彻底的解决注水井管道所出现的一系列相关问题。因此，相关的技术部门就必须对注水井管道所出现的问题加强重视，通过引进先进技术和专业人才等方式，积极主动学习国内外先进的开采技术，并通过结合实际，对注水井的技术进行进一步优化，并充分发挥所长，合理的利用科学和现代化的技术手段，不断进行创新和改进，从而解决存在的问题，全面促进注水井的工作质量和效率的提高。
关键词 ：修井作业；清洁生产；绿色修井；杆管清洁
引言
为了保证当下油田井下作业满足预期要求，相关人员必须积极进行环保管理，结合当地环境、勘察资料等对环保方案进行优化，这是十分重要的工作环节。为了满足上述要求，相关人员或机构要积极进行油田井下作业环境、作业设备、工艺技术方面的分析和优化，力求保证石油企业的整体经济效益满足预期要求，带动整体环境保护水平的稳定提升，从而满足国内现阶段石油经济可持续发展的基本要求。
1井下作业绿色修井技术的难点和问题
通常情况下，绿色修井重要的问题是如何处理好原油的落地问题，表现为：井内压力大时，在起抽油杆、提油管等操作的过程中，设备设施出现故障或受到破坏而导致原油滴落。落油主要以源状的形式扩散到周围，这样的叠加扩散极易导致环境受到污染。此外，在发生溢流时关井不及时会产生喷油问题，如果无法对其进行有效的治理，将会使污染程度更加严重。因此，在绿色修井工作的开展中，怎样控制并解决原油落地问题是其必须面对的挑战。
2油井修井作业洗井技术研究与应用
油井防腐工艺技术应用
油井防腐工艺技术应用
摘 要：随着油田开发进入中、高含水开发期，油井的腐蚀现象越来越严重，腐蚀是造成油井维护作业、影响油井正常生产的主要原因之一。对油井腐蚀机理进行分析，结合东辛厂油井腐蚀情况，应用套加缓蚀剂、尾管加固体缓蚀剂、抽油杆防腐器、高密度聚乙烯防腐抽油杆等多种防腐蚀工艺技术。管理应用防腐工艺油井，保证更科学，有效的治理油井腐蚀。
关键词：油井腐蚀 防腐工艺 合理选井
在油田的生产开发过程中，腐蚀问题是制约油井开采的一个重要问题，随着开发进入中、高含水开发期，水质中含有的腐蚀介质，使得油井的腐蚀现象越来越严重，每年因应腐蚀原因造成的泵漏、管漏、杆断问题越来越多，给油田生产造成巨大经济损失。
一、 油井腐蚀机理
4.偏磨加剧腐蚀
东辛小断块构造严重，井深结构复杂，管杆偏磨严重。管杆偏磨使管杆表面的铁分子活化，产液具有强腐蚀性，使得管杆偏磨的地方先被腐蚀。偏磨处是电化学反应的阳极，形成小阳极、大阴极的电化学腐蚀，腐蚀产物为强电解质，具有强腐蚀性，加速了管杆被侵蚀的过程。
二、防腐工艺技术应用
1.地面套加缓蚀剂的应用
套加缓蚀剂是我厂采用的主要防腐工艺。采用地面套管滴加或倒加方式，药剂主要是咪唑啉和多元磷酸脂。其外观为黄棕色透明液体，稍带鱼腥味，能溶于水、醇和酸中，无闪点，不燃烧，无毒性。缓蚀剂溶液在金属表面吸附成膜，阻断腐蚀介质与金属的接触从而达到防腐目的。对应用套加缓蚀剂工艺的176井次，应用上，最初对药剂进行实验室筛选和前期选井试验，确定适合东辛油井的缓蚀剂类型，进而实施套加。
同时，地面管理方面对加药的防腐效果影响很大，地面管理必须保证加药的浓度和加药设备的正常运行，保证连续、稳定滴加。为此，将地面井口套加缓蚀剂纳入特殊井管理，采油队日常加药维护，采油矿检查，工艺所、注采科每周抽查，并在采油厂周会、旬度会通报检查评比结果，确保加药的有效性。
2.尾管加固体缓蚀剂的应用
我厂应用的固体缓蚀剂由咪唑啉类缓蚀剂混合固化剂脱水加工而成，应用
油田注水系统结垢趋势及应对措施研究
油田注水系统结垢趋势及应对措施研究
摘要：随着油田的开采进入中后期，注水驱替提高采收率是大多数陆地油田的主要手段之一。但这种方法在注水的过程中，外来注入的流体与油田油气层的岩石和地下原有水体接触，会发生各种物理、化学变化，造成产出水的水质变化，再注入井下时产生了严重的结垢趋势，严重影响了油田的正常连续生产，因此研究油田注水系统结垢的趋势和应对措施对油气田的生产有重要实际应用价值。
关键词：油田注水系统；结垢；应对措施
引言
低渗油藏在向下注水过程中有注水启动压力过高，渗流阻力较大；储层敏感性比较强，注水井下能量扩散很慢，注水的压力持续下降等问题；从而致使低渗油气藏的注水开发方式开发效果不理想，地层的能量不能有效补充，油井产量下降较快，油田内油层的动用状况差。对注入水的水质控制是使油田长期高产稳产的重要手段，课题研究具有重要的意义。在油田注水的过程中，外来水与油田内地层岩石的接触，会发生各种物理变化和化学变化，极大的造成了地层的损害。同时，在注水过程中，注水管线的中的流体由于地层温度和压力的变化，某些成分析出，在注水管线中形成垢层，堵塞注水管线，对油田开采作业产生十分不利的影响。本课题拟研究胜利油田注水井筒结垢的趋势、缓蚀阻垢剂对实验模拟注水管线结垢的抑制作用等内容，为胜利油田注水及薄互层低渗油藏的高效稳定注水开发提供相关的技术支持。
1.结垢概述
按垢形成机制，可将壁面上结出的垢分为颗粒垢、结晶垢、腐蚀垢、化学反应垢、凝固垢以及微生物垢等，这些基本结垢机制中以结晶垢最常见。结晶垢是溶解度较小的无机盐成分，由于物理或化学因素的变化，如温度压力变化等，从过饱和的溶液中析出，并沉积于各种设备壁表面而形成，其中最普遍的是难溶的盐类如碳酸钙、硫酸钙、硫酸锶、硫酸钡等。溶液的过饱和是形成结晶垢的必要条件，即只有当水溶液中有某些成分过饱和时，热力学上才具备结垢的可能。在实际工程中，结垢过程十分复杂，且形态各异。油田管线结垢主要由两种原因产生，一是由于注入水体的温度、压力等热力学相关条件发生改变，致使水体中离子平衡的状态发生改变，形成过饱和的溶液，结垢组分析出，结晶变大后沉淀；二是由于结垢离子组成不相容的水体之间相互混合，导致结垢组分过饱，从而产生沉淀。在油田注水开发生产过程中，在油田地下储层，采油井井筒内，各部分的输送管线，都有可能产生各种形式的垢层；结构问题严重影响油田生产在国内外有很多案例，我国的胜利油田砂岩油藏的开采开发就受到严重的Ca CO3结垢危害，处理之前，日产量仅有5吨，处理之后日产量几乎翻倍增长，提升至9.7吨。
油井防腐蚀方法综述
油井防腐蚀方法综述
【摘 要】油气田井下油管的腐蚀问题非常严重， 油井中的H2S及侵蚀性CO2与管柱接触后，会产生氢脆和应力腐蚀。本文综述了常用的防腐蚀方法及其特点，通常采用的防腐方法有：采用耐腐蚀管材，涂镀层保护，注入缓蚀剂，定期更换管材等。油井采用防腐蚀技术的应用，目的是为了改变油井井下作业周期短的生产难题，从应用情况来看，大多数油井取得了较为理想的防护效果，延长了油井的作业周期，减少了油井因腐蚀、结垢造成作业的频次，节约了费用，取得了良好的经济效益。
【关键词】油气田；腐蚀；缓蚀剂；结垢
我国许多主力油田已进入中、高含水开发期，随着综合含水的不断上升，油气采集系统的腐蚀日趋严重，腐蚀成为影响管道系统可靠性及使用寿命的关键因素，是造成管道事故的最主要原因.由于原油中有大量侵蚀性物质存在，如CO2、H2S、Cl-、少量溶解氧和细菌等，受所有这些因素及其交互作用的影响，油管必然遭受严重的腐蚀，油田安全生产受到严重的威胁[1]。
1 油井防腐、防垢原理
1.1 防垢原理
防垢其原理是：阻垢药剂吸附在微晶体表面，破坏了晶体的晶格结构，造成晶格扭曲，不能形成稳定的晶形结构，阻碍了微晶的长大。另外阻垢剂对Ca2+、Mg2+等阳离子的络合增溶作用，减少了与阴离子的接触，从而起到防垢作用。化学药剂防垢是目前应用最多，技术最为成熟的阻垢方法之一。
1.2 防腐蚀原理
材料和周围介质相作用，使材料遭受破坏或性能恶化的过程称为腐蚀。金属在油田水中的腐蚀过程并不是独立进行的，腐蚀过程与结垢过程、细菌繁殖和沉积物形成过程密切相关，油田水中的溶解盐类对金属腐蚀有很大影响，其中最主要的是氯化物。另一类最常见的引起金属腐蚀的物质是水中溶解的氧气、二氧化碳和硫化氢气体。此外，油田水中存在的硫酸盐还原菌等微生物也会导致严重腐蚀。
防腐蚀就是减缓油井的腐蚀速度和除去已经产生的腐蚀成分，从而达到延长油管使用寿命，减少作业周期的效果。
油田注水开发过程中结垢现象的防治研究标定技术
油田注水开发过程中结垢现象的防治研究标定技术
摘要：油田注水结垢现象是当前很多油田开发过程中最为常见的一个现象，同时也是需要油田企业引起重视的一种现象。油田在实际开采的过程中，很多技术人员为了提升整个开采的效率和数量，通常会直接以向油田内部注水的形式增加油井内部的压力，使石油能在极短的时间之内被开采出来。基于此，对油田注水开发过程中结垢现象的防治研究标定技术进行研究，以供参考。
关键词：油田注水；结垢；防治研究
引言
油田是我国经济发展过程中的一个重要的支撑，是促进地方经济的重要组成部分。当前，我国在很多地区都相继发现油田地址，同时相关的科研人员也开始了相应的开采工作，提出了创新的研究和开采方式。油田在实际开采的过程中主要使用的方式以注水开采为主，注水开采有一定的优势，但是也存在相应的弊端。很多油田在注水的过程中由于受到地层水不配伍容易产生结垢现象，还有的地区会由于本身的地质问题出现的注入水对部分区域来说因水敏性而引起粘土膨胀，给后续的开采工作带来一定的困难，加快油井内部设施腐蚀速度的同时也影响了整个开采工作的效率，给油田企业带来较大的经济损失。
1什么是油田注水结垢
现阶段，在油田开发过程中，为了保证储层相应的水压，提高油田开发效益，普遍采用注水技术。目前，油田注水技术一般有三种方法，一是采用清水注入法，即完成油田地下水的注入。二是采用污水注入法，即从油层注水。三是海上油田注水方式，采用海上注水方式。此外，还有混合注水方法。目前，油田注水过程中存在许多问题，如注钙和注二氧化碳的混合。诸多问题导致注钙与注二氧化碳不相容，氢硫基团浓度急剧增加。严重时会出现阻塞油层现象，使油层渗透效率降低，给油田中的油层造成很大的损失；而部分井筒以及井内设备结垢处理会限制管线的流通空间，从而增大摩擦力，也容易为细菌提供滋生的环境，增加了井下油井设备的锈蚀程度，减少了井设备的使用时间，严重时还会发生设备热效率的降低，导致管线爆裂，最后出现大面积停工的现象，严重危害油田设备的正常工作，使采油技术生产急剧减少。目前，我国各大油田公司已经开始就预防结垢处理的对策开展了研究，但问题依然存在。
油田井筒结垢原因分析及防阻垢技术探讨
油田井筒结垢原因分析及防阻垢技术探讨
摘 要：石油在当今社会中扮演着越来越重要的能源角色，无论是对于国家的建设方面，还是对于个人生活需求方面，都具备着举足轻重的作用。然而针对许多实际情况表明，人们已经广泛认识到，一旦石油的开采进入中后期阶段后，由于油田中注水量的日益增多，导致油田的井筒逐渐生成许多垢状物质，对油井的正常开采具备着相当直接的影响。
关键词：油田 井筒结垢 成因 防阻垢技术
一、前言
在原油的开采以及生产过程中，油井井筒结垢现象始终牵制着油田的正常生产，对我国石油领域而言是相当棘手的难题。由于油田开发日益深入，注水日益频率，因为水质里的许多物质易与油井下的仪器设施形成化学反应，导致垢状物质产生，如果未及时处理，时间一长，会便会出现泵漏、杆管断裂脱落、管漏和井下仪器设施失灵等现象，对油井的正常运作造成严重的负面影响。
二、油田井筒结垢的成因
根据调查表明，针对当前中国已经跨入高含水开采中后期的油井而言，许多油井的原油所含有的水量都达到了80%乃至90%以上。依据热力学原理分析可得，油井里的注入水具备着极差的稳定性，易和油井下的仪器设施产生化学反应，油井出现数次酸化情况便会导致井下管柱出现被腐蚀或是结垢现象，时间一长，便会导致泵卡、筛管堵塞或者地层堵死的情形出现，如此一来，便会使原油的产量减少，同时还会令检泵工作越来越频密。
（一）油井地下水的成份分析
当前我国许多油井井筒存在着相当严重的结垢问题，经过鉴定与分析结垢油田的地下水质情况后，对结垢特质的成分组成进行了明确。因为多数油田的结垢问题大同小异，现借助百色盆地的塘寨油田的情况作举例分析。
（二）井筒结垢原因分析
油井井筒中的结垢物主要由两种成分组成，即有机物与离子物，其中有机物质通常包含沥清、蜡与胶质，离子物一般包含Ca2+、Mg2+、CO32-与SO42-等各类离子容易相互发生化学反应，形成难以溶解的化合物，再加上与有机物质的融合，造成结垢物更加难以溶解。因为许多油井历经多次酸化情况，其管柱遭受严重腐蚀，从而导致许多铁锈形成，这也造成了井筒垢物的出现。同时，不少油井存着着严重的出砂现象，形成了许多的砂粒，而蜡与垢物就借助这些砂粒生成；油井井筒存在着较重的析蜡现象，根据垢物具体的成分观察，许多油井井筒所包含的垢物里富含有机物质，此类有机物和难以溶解的盐类化合物以及砂粒等融于
纯梁油田油水井结垢机理及防治技术研究的开题报告
纯梁油田油水井结垢机理及防治技术研究的开题报告
一、研究背景及意义
纯梁油田是典型的薄层油藏，油井产液气比低，易造成油水井结垢，严重影响了油田生产。结垢主要是由于油田水质硬度高、水中钙镁离子浓度大，容易形成硬水垢，导致油管内壁和地层表面积聚大量的钙镁离子结晶沉积，使得地下水渗透通道变窄，产量下降。因此，研究纯梁油田油水井结垢机理及防治技术，对于促进油田产能的提高具有重要意义。
二、研究内容及方法
（一）研究内容
1.分析纯梁油田油水井结垢机理，探究结垢成分、形成过程及其对产量的影响。
2.试验硬水垢的形成过程，测定钙、镁离子浓度、pH值和温度等参数的变化规律，通过现场实践及实验室分析，确定结垢程度和成分。
3.研究不同的防垢技术，包括传统的机械清洗、化学清洗和物理清洗方法，以及高新技术的电解防垢、超声波防垢、纳米材料防垢等方法，评估其防垢效果和经济效益。
4.优化防垢技术，建立有效的防垢方案，根据实际情况进行分阶段防垢，确保油井生产稳定。
（二）研究方法
1. 完成文献调查和现场实验，对照不同防垢技术方案，分析测试结果。
2.在实验室和现场开展防垢实验，采用多元分析和多指标评估方法，时时监测防垢效果。
3. 采用模拟模型进行数值模拟仿真分析，探究沉积物形态变化和影响因素，预测防垢效果。
三、预期成果
1.纯梁油田油水井结垢机理研究成果，使人们对垢层及其成分更加了解，为后续的防垢研究提供了基础。
2.通过试验和实践，筛选出最有效的防垢技术方案，为油井的生产维护提供了参考。 3.通过防垢技术的优化和成本分析，得出最优经济效益的防垢方案，为企业提高产能和降低成本提供科学依据。
四、研究进度安排
1-3个月：规划研究计划，文献调查
4-6个月：实验室设备建设，数据采集分析
7-9个月：现场实践及防垢技术筛选
10-12个月：防垢技术优化及方案成本分析
五、预期研究难点
1.建立结垢形成过程的模型，检验预测结果的准确性
桩西油田油井结垢机理与防治技术研究
２０１１年９月 石油地质与工程 ＰＥＴＲＯＬＥＵＭ ＧＥ０ＬＯＧＹ ＡＮＤ ＥＮＧＩＮＥＥＲＩＮＧ 第２５卷 第５期
文章编号：１６７３—８２１７（２０１１）０５—０１２７—０３
桩西油田油井结垢机理与防治技术研究
侯洪涛，钱钦，李积祥，刘 健，田 波
（中国石化胜利油田分公司桩西采油厂，山东东营２５７２３７）
摘要：桩西油田开发已进入中高含水期，原油生产过程中管线、井口、炮眼、地层结垢严重，给油田生产带来了极大 的危害。桩西油田采出水合大量Ｃａ 和ＨＣＯ ，结垢类型主要为钙镁垢和二氧化碳腐蚀结垢。采取地层模拟方 法，建立地层组成和井筒条件变化的各种模型，研究地层和井筒结垢的机理和动力学因素，找到了抑制无机垢结晶 和减缓无机垢沉积速度的相应的工艺控制条件和化学处理药剂，该技术２０１０年矿场应用２５井次，延长检泵周期 １６１ ｄ，提高了油田经济效益。 关键词：结垢机理；阻垢剂；桩西油田；油井结垢 中图分类号：ＴＥ８９ 文献标识码：Ａ
随着油田含水率逐渐升高，液体与液体、液体与
固体之间的不配伍而引起的结垢问题已成为油藏开 发过程中一大难题。２００７年以来，桩西采油厂在桩
３４、３９、５２、７４、２４２等区块部分检泵作业井中陆续发
现泵固定凡尔、尾管中有已结晶物质，导致堵塞尾管
进液通道和活塞卡。实验室粗略分析其中含盐酸可 溶物，主要为碳酸垢。对油田开发过程中含水不断
上升，结垢不断加重的实际情况，需进行大量实验以
选择防垢剂及设计最佳防垢工艺，以达到长效防垢
的目的，提高油田经济效益。
１ 桩西油田结垢类型判断
现场的垢样分析最直观地反应了现场的结垢类
型，是判断分析现场结垢情况的依据，采用：》（射线
衍射分析法，对多个不同井的垢样进行了分析化验，
结垢如表１，从表１的垢样分析结果来看，桩西采油
厂的结垢类型主要是钙镁垢，部分井存在着腐蚀垢。 因此，可以将桩西油井结垢按照垢型及成垢原因分
为两类：钙镁垢类和二氧化碳腐蚀结垢类。
试论油井井筒结垢及防治措施
试论油井井筒结垢及防治措施
油井井筒结垢是指油井井筒内壁附着的一种沉积物，它主要由含盐水中的溶解盐、土壤颗粒物、油脂和水合物等组成。沉积物的形成会导致油井产能下降、工作条件恶化，甚至引起井筒阻塞等问题，油井井筒结垢的防治是油田开采工作中的重要内容。
油井井筒结垢的防治可以从以下几个方面来进行：
1. 应用防垢剂
防垢剂是能够抑制结垢物形成的化学品，通过在含有结垢成分的水中加入适量的防垢剂，可以破坏结垢物的结构，从而阻止其沉积在井筒内壁上。常用的防垢剂有多种类型，如有机磷类、聚合物类、表面活性剂类等。选择合适的防垢剂需要根据井筒的特征和生产情况进行综合考虑，确保其具有较好的防垢效果。
2. 针对井筒特点进行清洗
由于井筒结垢的成分和形态多样，清洗方法也应根据井筒特点来选择。对于较软且易溶解的结垢物，可以使用酸性洗涤剂进行清洗；对于较硬和难溶解的结垢物，可以选择机械清洗方法，如高压水射流、超声波清洗、旋转刷洗等。清洗时要注意不要对井筒壁造成损伤，避免进一步加速结垢物的形成。
3. 控制水质
油井井筒结垢与含有结垢成分的水分离不开，控制水质也是预防结垢的重要措施之一。在水源方面，应选择结垢物含量较低的水源；在注水井方面，可采用反渗透、离子交换等技术来去除水中的结垢物；在开采过程中，应尽量降低含盐水的注入量，以减少结垢的发生。
4. 定期检查和维护
对于油井井筒的结垢防治工作，定期检查和维护是非常重要的。通过定期检查，可以及时发现和处理井筒结垢问题，防止结垢的进一步发展。维护工作包括清洗井筒内壁、更换异物隔离器等，可以有效地延长油井的使用寿命。
油井井筒结垢的防治是油田开采工作中的一项重要任务。通过应用防垢剂、针对井筒特点进行清洗、控制水质和定期检查维护等措施，可以有效地减少油井井筒结垢问题的发生，保证油井的正常运行和产能。由于井筒环境和油井开发方式不同，油井井筒结垢问题的解决方法也存在差异，在实际应用中还需要根据具体情况进行调整和优化。
油田防垢挤注技术的研究与应用
２００７年９月 油气地质与采收率
ＰＥＴＲＯＵ１ＵＭ ＧＥＯＬＯＧＹ ＡＮＤ ＲＥＣＯＶＥＲＹ ＥＦＦＩＣＩＥＮＣＹ 第ｌ４卷 第５期
油田防垢挤注技术的研究与应用
樊泽霞，任韶然，王杰祥，王兰兰，郑 强，刘义兴
（中国石油大学（华东）石油工程学院，山东东营２５７０６１）
摘要：通过对比分析传统的防垢方法，提出了一项防垢挤注新技术。该技术的基本原理是将化学防垢剂挤进井筒
周围地层内，防垢剂可被物理吸附或形成沉淀滞留于多孔介质中，开井生产后防垢剂通过解吸或溶解而缓慢释放
于地层流体中，从而达到长效防垢的目的。通过防垢剂与地层水的配伍性实验、防垢剂最低有效浓度测定实验及
防垢剂挤注寿命预测实验等优化出适合油田实际应用的防垢剂。防垢挤注技术在樊家油田Ｆ４１一Ｉ井实施Ｉａ后，
平均产液量由原来的９８．６ｔ／ｄ提高到１６３．２ｔ／ｄ，产油量由４５．７ｔ／ｄ提高到８８．６ｔ／ｄ，累积增产原油达Ｉ．５６×１０ ｔ。
关键词：结垢；防垢；防垢剂；挤注技术；长效防垢
中图分类号：ＴＥ２５８ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００９—９６０３（２００７）０５—０１０４—０３
结垢是油水井及管输系统普遍存在的问题。当
压力、温度等发生变化或地层水与注人水不配伍时，
水就可能在储层、射孔孔眼、井筒、井下泵及地面油
气集输设备或管线内形成垢，造成生产管线或设备
堵塞，严重时造成抽油杆拉断，油井关井，甚至报
废…。油井防垢分物理防垢和化学防垢，目前应用
较多的化学防垢技术主要是酸洗法和投加防垢剂
法 Ｊ。酸洗法防垢有效期短，返排液还会造成环境
污染。投加防垢剂法包括向油管或油管与套管的环
形空间内连续注人防垢液和向井底投放固体防垢块
２种方式。连续注人法对泵的要求较高，且操作复
杂，占用人力、物力较多。而投放固体块法，其固体
防垢块的溶解速度不易控制。如果固体防垢块的溶
解速度太快，防垢剂不能有效利用，防垢剂投放周期
就会缩短；若溶解速度太慢，防垢剂在流体中的浓度